Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций

На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило, двух трансформаторов одинаковой мощности. Исходным режимом для определения нагрузочной способности яв­ляется номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаж­дающей среды, определяемых соответствующим стандартом или тех­ническими условиями.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключе­нии наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшие­ся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечива­ли питание нагрузки.

В настоящем курсовом проекте выбор трансформаторов на новых понижающих подстанциях выполняется исходя из аварийной перегрузки при отключении одного из двух трансформаторов на время ремонта или замены. При этом резервирование по сетям СН и НН отсутствует. Исходными данными для выбора трансформаторов являются суточные графики нагрузки новых подстанций для характерных дней зимнего и летнего периодов, сезонные эквивалентные температуры охлаждающего воздуха для населённых пунктов, в которых строятся новые подстанции, а также предполагаемый вид охлаждения трансформаторов.

ПС-1.По сезонным суточным графикам активной Р и реактивной Q нагрузки (Таблица 4) находим графики полной мощности S.

Где Рmax – максимальная активная мощность за сезон.

Где Qmax – максимальная реактивная мощность за сезон.

Выбор трансформатора для ПС-1

Таблица 9.

Графики нагрузки для ПС-1

Время	Зима	Лето
0-00	4,445582	3,05915
1-00	3,917754	2,91671
2-00	3,738877	2,129037
3-00	3,900359	2,129037
4-00	4,079216	1,96774
5-00	4,386342	2,218468
6-00	5,452339	2,683282
7-00	7,443118	5,974881
8-00	8,444075	6,815629
9-00	8,944272	7,173395
10-00	8,659238	6,278981
11-00	8,212089	6,082105
12-00	8,246696	6,18954
13-00	8,121478	6,278981
14-00	7,835509	6,082105
15-00	7,890146	6,153763
16-00	8,407616	6,278981
17-00	8,784441	6,100098
18-00	8,801454	6,297174
19-00	8,640463	6,708204
20-00	8,264817	7,12
21-00	7,611045	7,12
22-00	6,436397	6,297174
23-00	5,176099	4,275512

Рис.3.График нагрузки ПС-1.

Для обоих графиков полной мощности (зимнего и летнего) путём преобразования находим упрощенные эквивалентные двухступенчатые графики нагрузки. К1 и К2 – ступени нагрузки, где К2 – максимум нагрузки. Продолжительность максимума нагрузки – t часов .

На графике нагрузки проводится линия, соответствующая средней нагрузке. Выделяем непрерывный интервал времени, на котором имеется максимум нагрузки и все нагрузки выше средней. Величина этого интервала явля­ется первым приближением длительности перегрузки.

Таблица 10.

Значение эквивалентных температур охлажденного воздуха в районе Урала (ГОСТ 14209-97)

Центр региона	Эквивалентные температуры, °С
годовая	зимняя	летняя
Екатеринбург	7,8	-14,9	17,6

Анализируя график, нагрузки находим:

МВА, ,

, ,

примем МВА и посчитаем , .

Проверим, удовлетворяют найденные значения следующим равенствам:

и , (К_ав- коэффициент аварийной перегрузки, К_ав=1,5);

, данные условия соблюдаются. Выбираем трансформатор ТМН-6300/110.

ПС-2

Таблица 11.

Графики нагрузки для ПС-2

Время	Зима	Лето
0-00	36,40326	24,03595
1-00	23,33728	22,84929
2-00	29,91037	16,52326
3-00	20,96783	17,35001
4-00	20,75274	19,14568
5-00	24,94588	30,20851
6-00	38,92368	41,78418
7-00	54,57107	52,20297
8-00	69,67591	51,50405
9-00	69,89278	49,89176
10-00	66,88023	42,90317
11-00	62,47161	38,08625
12-00	56,13277	35,1655
13-00	49,58731	32,91
14-00	46,34798	31,51278
15-00	46,61166	31,23581
16-00	46,56897	31,19478
17-00	46,09339	33,06881
18-00	45,39462	33,33248
19-00	49,89176	37,31248
20-00	57,36636	43,11712
21-00	59,19212	44,37173
22-00	55,91422	44,30087
23-00	45,21384	33,60863

Рис.4.График нагрузки ПС-2.

Анализируя график, нагрузки находим:

МВА, ,

, ,

примем МВА и посчитаем , .

Проверим, удовлетворяют найденные значения следующим равенствам:

и , (К_ав- коэффициент аварийной перегрузки, К_ав=1,5);

, данные условия соблюдаются.

Выбираем трансформатор ТРДЦН-63000/110 для схемы №1 и ТРДЦН-63000/220 для схемы №2.

Выбор трансформатора для ПС-3

Таблица 12.

Графики нагрузки для ПС-3

Время	Зима	Лето
0-00	38,95693	26,35964
1-00	34,48478	21,64654
2-00	32,88264	20,69667
3-00	29,3362	19,41399
4-00	27,41208	18,03262
5-00	29,64883	22,28118
6-00	33,82585	28,56698
7-00	43,59249	33,82585
8-00	51,31238	36,39138
9-00	54,33031	34,80679
10-00	53,54142	32,07024
11-00	50,97595	30,31713
12-00	45,84507	29,03437
13-00	42,16388	27,75163
14-00	41,69131	26,64317
15-00	41,83197	26,60545
16-00	42,80527	26,82038
17-00	44,89833	28,56698
18-00	54,99175	30,78743
19-00	64,14047	36,39138
20-00	62,55838	41,69131
21-00	61,10389	41,39334
22-00	51,78477	39,46931
23-00	42,47325	31,92673

Рис.5.График нагрузки ПС-3.

Анализируя график, нагрузки находим:

МВА, ,

, ,

примем МВА и посчитаем , .

Проверим, удовлетворяют найденные значения следующим равенствам:

и , (К_ав- коэффициент аварийной перегрузки, К_ав=1,5);

, данные условия соблюдаются.

Выбираем трансформатор ТРДЦН-63000/110 .

Количество линий, присоединяемых к шинам ВН подстанций, определяет схему ее электрических соединений, конструктивное исполнение и стоимость ПС.

Рис.6 Схемы коммутации

Схема №1

Подстанция 1,2 – проходная, двухтрансформаторная, питаемая по одноцепной линии(рис.6в). Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Подстанция 3 – тупиковая, двухтрансформаторная, питаемая по двухцепной линии(рис.6б). Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

Схема №2

Подстанция 2,3 – тупиковая, двухтрансформаторная, питаемая по двухцепной линии(рис.6б). Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

Подстанция 1 – проходная, двухтрансформаторная, питаемая по одноцепной линии(рис.6в). Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

2. Технико-экономическое сравнение вариантов

При сравнении проектных вариантов следует исключать повторяющиеся элементы – их стоимость и издержки на эксплотацию. Сравнение схем Приложение 1 и 2 дает основание ислючать ПС-13 (Кпост,Кору,Ктр и соответствующие издержки) как одинаковую по вариантам. По этой же причине пока не вычисляем затраты на ЗРУ 10кВ и компенсирующие устройства.

Схема №1.

Таблица 13.

Капитальные вложения в строительство новых ВЛ

Параметры ВЛ	Ед.изм.	Участки ВЛ
В-1	1-2	В-2
Uном	кВ
Начало цепей/марка провода	-	1*АС-240	1*АС-240	1*АС-240
Длинна трассы, L	Км
Удельная стоимость ВЛ, Ко	Млн.руб/км	6,28	6,28	6,28
Полная стоимость ВЛ, Кл	Млн.руб	193,424	200,332	110,528

Суммарная стоимость строительства новых линий ВЛ составит:

К_л=k₀Lk^,_з=193,424+200,332+110,528=504,284 млн.руб,

- стоимость строительства 1 км;

k^,_з=1,1 для ВЛ.

Годовые расходы на эксплуатацию ВЛ определяем как :

И_л´= К_ла_л=504,284*0,008=4,03 млн.руб/год,

где а_л, =0,008 - норма затрат на ремонты обслуживание линии.

Определим капитальные вложения в строительство новых подстанций и в расширение ОРУ 110кВ ПС В (две дополнительные ячейки с вакуумным выключателями) сведем в следующую таблицу 14.

Таблица 14.

Показктели	ПС
			В
Uвн/ Uсн /Uнн	110/10	220/10	110/10
Кпост	59,1		52,4	-
m*Ктр	2*12,3	2*11	2*11	-
Кору	99,2	99,2		-
Число и стоимость головных выключателей	-	-	-	2*8
Капвложения (с учетом зонального коэффициента Кз’’=1,2)	182,9	180,3	138,4	19,2
Нормы затрат на ремонты и обслуживание –ап, %	5,9	5,9	5,9	5,9

Капитальные вложения в строительство содстанции (кроме ПС-1) составит:

Кп=К₁+К₂+Кв=182,9+180,3+19,2=520,8 млн.руб.

Затраты на ремонт и обслуживание подстанции определим по формуле:

И’п=К₁* а_п1 + К₂* а_п2+ Кв* а_пв =182,9*0,059+180,3*0,059+19,2*0,059=22,562 млн.руб/год

Потери активной мощности в линии:

, где

S - мощность подстанции.

Uном - напряжение линии.

ro - сопротивлении линии, Ом/км.

L - длина линии.

n - кол-во цепей.

Таблица 15

Потери мощьности, кВт.

Участки	Суммарные потери, ∆Рmax
5-1	5-2	1-2

;

где и – потери энергии, соответственно зависящие и не зависящие от нагрузки;∆A’=∆Pmax∙τ, ;∆A”=∆Pхх∙8760.

Потери тр-ров определяем их суммой ∆Pхх=11,5+59=70,5 кВт.

Время максимальных потерь вычисляется по формуле:

ч.

Удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии и определяют по зависимостям на рис.7. Значение можно принять равным 8760 ч, а значение определяем по формуле: , где – коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы, величина которого принимается из диапазона = 0,6…0,9.

Найдем удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии

	Рис. 7. Удельные затраты на возмещение потерь в электри- ческих сетях: 1 – ОЭС Европейской части страны; 2 − ОЭС Дальнего Востока; 3 − ОЭС Сибири

и :

=2,3 руб/(кВт*ч); =2,1 руб/(кВт*ч);

∆A’=1,52 млн.кВч/год, ∆A”=0,6 млн.кВч/год;

С_пот=1,52*2,3+0,6*2,1=4,756 млн.руб/год

К_∑=К_л+К_п=504,284+520,8=1025,084 млн.руб.

И’= И’л+ И’п=4,03+22,562=36,592 млн.руб/год.,

И’_∑= И’+ С_пот=26,592+4,756=31,348 млн.руб/год.;

определим приведенные затраты:

З= К_∑(1+Е₀)+( И’(1+Е₀)+ С_пот)*Т_э=1025,084*(1+0,1)+( 36,592*(1+0,1)+ 4,756)*8=1399,096 млн.руб.,

где Е₀ = 0,12 1/год – норматив сравнительной эффективности капиталовложений; для определения приведенных затрат примем норму дисконта Е=0,1 расчетный период n=10 лет; срок строительства сети m=3 года. Вычисляем приведенный срок эксплуатации: Т_э=8 лет.

Схема №2: (делаем по анологии)

Таблица 16.

Капитальные вложения в строительство новых ВЛ

Параметры ВЛ	Ед.изм.	Участки ВЛ
1-1,	В-2
Uном	кВ
Начало цепей/марка провода	-	2*АС-240	2*АС-240
Длинна трассы, L	Км
Удельная стоимость ВЛ, Ко	Млн.руб/км	5,93	7,69
Полная стоимость ВЛ, Кл	Млн.руб	150,029	135,344

Суммарная стоимость строительства новых линий ВЛ составит:

К_л=k₀Lk^,_з=150,029+135,344=285,373 млн.руб,

- стоимость строительства 1 км;

k^,_з=1,1 для ВЛ.

Годовые расходы на эксплуатацию ВЛ определяем как :

И_л´= К_ла_л=285,373 *0,008=2,3 млн.руб/год,

где а_л, =0,008 - норма затрат на ремонты обслуживание линии.

Определим капитальные вложения в строительство новых подстанций и в расширение ОРУ 220кВ ПС В (две дополнительные ячейки с вакуумным выключателями) сведем в следующую таблицу 16.

Таблица 117.

Показктели	ПС
			В
Uвн/ Uсн /Uнн	110/10	220/10	110/10
Кпост	59,1		52,4	-
m*Ктр	2*12,3	2*49	2*11	-
Кору	99,2			-
Число и стоимость головных выключателей	-	-	-	2*8
Капвложения (с учетом зонального коэффициента Кз’’=1,2)	219,48		166,08	19,2
Нормы затрат на ремонты и обслуживание –ап, %	5,9	4,9	5,9	4,9

Капитальные вложения в строительство содстанции (кроме ПС-1) составит:

Кп=К₁+К₂+Кв=219,48+408+19,2=646,68 млн.руб.

Затраты на ремонт и обслуживание подстанции определим по формуле:

И’п=К₁* а_п1 + К₂* а_п2+ Кв* а_пв =219,48*0,059+408*0,049+19,2*0,049=33,882 млн.руб/год.

Потери активной мощности в линии:

, где

S - мощность подстанции.

Uном - напряжение линии.

ro - сопротивлении линии, Ом/км.

L - длина линии.

n - кол-во цепей.

Таблица 18

Потери мощьности, кВт.

Участки	Суммарные потери, ∆Рmax
4-1	5-1	В-2

=2,3 руб/(кВт*ч);

=2,1 руб/(кВт*ч);

∆A’=1,12 млн.кВч/год,

∆A”=0,8 млн.кВч/год;

С_пот=1,12*2,3+0,8*2,1=4,256 млн.руб/год

К_∑=К_л+К_п=285,373 +646,68=932,053 млн.руб.

И’= И’л+ И’п=2,3+33,882=36,182 млн.руб/год.,

И’_∑= И’+ С_пот=36,182 +4,256 =40,438 млн.руб/год.;

определим приведенные затраты:

З= К_∑(1+Е₀)+( И’(1+Е₀)+ С_пот)*Т_э=932,053*(1+0,1) +(36,182 *(1+0,1)+ +4,256 )*8=1377,708 млн.руб.,

где Е₀ = 0,12 1/год – норматив сравнительной эффективности капиталовложений.

Для наглядности сведем основные показатели в таблицу19:

Таблица 19.

Экономические показатели сравниваемых вариантов, млн.руб.

Показатели	Варианты схем
Стоимость строительства линий, Кл	504,284	285,373
Стоимость строительства подстанций, Кп	520,8	646,68
Суммарные капиталовлажения в электросеть, К∑	1025,084	932,053
Затраты на ремонт и обслуживание ВЛ, И’л	4,03	2,3
Затраты на ремонт и обслуживание ПС, И’п	22,562	33,882
Издержки на эксплуатацию, И’	36,592	36,182
Расходы на возмещение потерь энергии, Спот	4,756	4,256
Приведенные затраты для схемы, З	1399,096	1377,708
Приведенные затраты З,

Различие дисконтных затрат по вариантам не привышает 5 следовательно, оба варианта равноценны. Выбирем вариант схемы без кольца, т.е. схему №2.